“各地新型储能装机目标设置很高，得想尽办法完成。加上新能源消纳问题，压力很大，新能源配储比例走高趋势明显。”业内人士称。

多重因素驱动的综合结果

那么，有哪些因素推高了新能源配储比例？

“当前，储能商业模式还不成熟，去年电池价格较高，储能项目存在规划多落地少、备案不建设或建而不用等问题。”中关村储能产业技术联盟秘书长刘为向《中国能源报》记者表示，基于此，地方政府不得不出台强制措施，保证配置储能项目落地运行，以保障新能源高效消纳利用，为电力系统提供容量支撑及一定顶峰能力。

“虽然我国各省市的电源结构和负荷特性差异较大，但随着新能源并网规模的快速增长，各省市的调峰缺口呈现的规律基本相似，即时间尺度上由1—2小时向3—4小时、甚至4—5小时扩展，平衡上由单季节短时性电力平衡问题逐步向多季节性、多日持续性电力电量紧平衡问题发展。”华北电力大学教授郑华进一步向《中国能源报》记者指出，新能源和储能产业向好趋势明确，加上储能产业赛道的多元化和国企央企等对新能源指标的刚性需求，用资源换产业自然成为地方抓经济的“重点举措”。

当前，我国多地开启储能反配新能源模式，即以储能规模拿新能源项目指标。“新能源项目配建一定规模的储能，是维护电力系统稳定、保证新能源出力的未雨绸缪之举，也在一定程度上设置了新能源开发门槛，要求开发商有实力，理性开发，避免一哄而上拿新能源项目资源。”三峡新能源山东分公司副总经理汝会通向《中国能源报》记者指出，“但‘强配’本身很粗暴，不够舒展，更谈不上优雅。”

当前，配建储能的成本仍主要由发电侧承担，提高配储比例，无疑加重了新能源发电企业的负担，且易滋生低质量储能电站泛滥、配储利用率不足等问题。“成本增加主要来自储能系统成本。”刘为算了一笔账，以100MW的磷酸铁锂电池为例，当前2小时系统EPC成本在1500元/kWh左右，4小时系统成本在1300元/kWh左右。100MW光伏电站（初始投资4亿左右）配置10%、2小时储能项目，其初始投资成本将增加7.5%（3000万元）；配建20%、2小时储能项目，初始成本将增加15%（6000万元）；配建25%、4小时储能项目，初始投资成本价将增加32.5%（1.3亿元）。

最终要回归市场引导

针对新能源配储成本困境，各地政策也在不断创造疏导条件，比如，鼓励建立共享(独立)储能电站、拉大峰谷电价差，给予一定补贴等。广东对于新能源项目配建非独立储能和用户侧的非独立储能规模在 1000 千瓦时以上的储能项目，给予一次性奖励；河南明确独立储能电站以低于市场价的电价购入电量，输出电价则按照高于市场价，具体为当月煤电市场化交易均价的1.64倍执行，投资主体可在电价的“一低一高”间获得收益。